PERSPEKTYWY DLA NOWEGO MODELU RYNKU GAZU

PERSPEKTYWY DLA NOWEGO MODELU
RYNKU GAZU ZIEMNEGO W POLSCE
Marcin Sienkiewicz, Instytut Studiów Międzynarodowych, Uniwersytet
Wrocławski
W najbliższych latach kształt polskiego rynku gazu ulegnie poważnym
zmianom. Przede wszystkim będą one konsekwencją wdrażana polityki
liberalizującej rynek do czego polskie władze zobowiązały się wobec Unii
Europejskiej. Istotne impulsy płynąć będą także z międzynarodowych
rynków gazu ziemnego. W ostatnich latach zachodzą bowiem na nich
gruntowne przeobrażenia związane z pojawieniem się dużych ilości gazu
ze złóż niekonwencjonalnych przy jednoczesnym szybkim rozwoju sektora
gazu skroplonego (LNG) 1 . Ważnym czynnikiem zmiany może być także
uruchomienie w Polsce wydobycia gazu z łupków i uzyskanie przez nasz
kraj (w pewnym horyzoncie czasowym) samowystarczalności. Powyższe
czynniki doprowadzić powinny do uformowania w Polsce nowego modelu
rynku gazu zbliżonego do rozwiniętych i otwartych rynków w Europie
Zachodniej czy nawet w Stanach Zjednoczonych.
1. Aktualny model polskiego rynku gazu
Polska będąc członkiem UE w dalszym ciągu nie jest zintegrowana z
zachodnioeuropejskimi, rozwiniętymi rynkami gazu ziemnego, pozostając
we wschodnioeuropejskim regionie gazowym zdominowanym przez
jednego dostawcę jakim jest GAZPROM. Towarzyszy temu monopol
rurociągów gazowych w transporcie importowanego surowca. Jedyne
połączenie infrastrukturalne z Zachodnią Europą to interkonektor w Lasowie
o przepustowości 1,5 mld m³ gazu rocznie, który umożliwia odbiór również
rosyjskiego surowca od niemieckich pośredników. Polska pomimo dostępu
do Bałtyku pozostaje także poza zasięgiem morskiego transportu gazu
skroplonego. Sytuacja ta ma ulec zmianie w połowie 2014 r. wraz z oddaniem
do użytku terminala do odbioru LNG w Świnoujściu.
Zasady importu z Rosji zawarte zostały w podpisanym w 1996 r. kontrakcie
między Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem i OOO «Gazprom
eksport». Najważniejsze z nich to formuła cenowa oparta na cenie ropy
naftowej i produktach ropopochodnych, długoterminowość obowiązywania
kontaktu, reguła take-or-pay (bierz i płać) oraz zakaz reeksportu. Warunki
te uległy pewnej korekcie w 2011 r. po zawarciu aneksu do wspomnianego
wyżej kontraktu i interwencji Komisji Europejskiej, która zakwestionowała
m.in. zakaz reeksportu przez PGNiG kupowanego od Gazpromu gazu. Zakaz
taki godził bowiem w dyrektywę 2009/73 dotyczącą zasad liberalizacji rynku
gazu, a w tym reguły niedyskryminacji krajowych dostawców oraz eliminacji
barier w swobodnym przepływie towaru.
51
Uwarunkowania zewnętrzne w jakich funkcjonuje obecnie polski rynek
gazu ziemnego uznać jednak należy za niekorzystne. Świadczy o tym przede
wszystkim najwyższa cena gazu w Europie jaką musi płacić Polska za
importowany surowiec. W 2011 r. sprowadzany przez PGNiG gaz z Rosji
osiągną cenę przekraczającą 500 USD za 1000 m³. W tym samym okresie
ceny gazu w Europie Zachodniej były znacząco niższe osiągając np. w
węźle wymiany handlowej w Zeebrugge poziom 340 USD za 1000 m³, w
Wielkiej Brytanii w krajowym punkcie bilansującym — National Balancing
Point poziom 346 USD za 1000 m³, a w holenderskim Title Transfer
Facility 351 USD za 1000 m³. Wysokie ceny importowanego z Rosji gazu
utrzymywały się natomiast w Niemczech przekraczając poziom 450 USD
za 1000 m³ 2 . Problemy i dodatkowe koszty wynikają także ze sztywnie
ustalanych ilości zakontraktowanego gazu rocznie. W 2002 r. pomimo, że
zakontraktowane ilości gazu przekraczały zapotrzebowanie, strona polska
musiała płacić za nieodebrane ilości gazu 3 . Natomiast w 2000 r. Polska
znalazła się ponownie w trudnej sytuacji w związku z nierealizowanymi
przez rosyjsko-ukraińską spółką RosUkrEnergo dostawami i koniecznością
negocjowania kontraktu krótkoterminowego z Gazpromem 4 .
Od 1990 r. udział importu w zaopatrzeniu rynku polskiego oscyluje wokół
70 %. Brak dywersyfikacji dostaw gazu przy utrzymywaniu się tak wysokiego
udział importu tworzy niekorzystne uwarunkowania dla funkcjonowania
rynku gazu ziemnego w Polsce. Przede wszystkim nie są spełnione kryteria
bezpieczeństwa energetycznego w zakresie dostaw gazu określone w ustawie
prawo energetyczne z 1997 r., zarówno w zakresie fizycznej dostępności
surowca jak i akceptowalnej ceny zakupu 5 . Przemysłowi odbiorcy gazu
co roku w miesiącach zimowych narażeni są na przerwy w dostawach
surowca z powodu konfliktów pomiędzy Rosją i Ukrainą, bądź w wyniku
zwiększonego poboru gazu w Rosji w okresie wielkich mrozów. Taki
właśnie przypadek miał miejsce w lutym 2012 roku, kiedy ograniczenia
w dostawach dotknęły Zakłady Chemiczne Police, Zakłady Azotowe w
Puławach i PKN Orlen 6 . Istotnym problemem dla uczestników polskiego
rynku gazu są także wspomniane już wyżej ceny importowanego gazu z
Rosji. Ze względu na utrzymanie w poprzednim roku niezmienionej taryfy
na gaz PGNiG ponosiła straty finansowe sprzedając gaz poniżej kosztów
zakupu. W styczniu 2012 r. Mirosław Szkałuba, wiceprezes PGNiG przyznał,
że: «Brak nowej taryfy fatalnie wpływa na sytuację spółki. Dzienne straty
na całej działalności wynoszą kilka milionów złotych» 7 . W obliczu groźby
utraty płynności zarząd spółki podjął decyzję o wstrzymaniu m.in. nowych
projektów poszukiwawczych i inwestycyjnych 8 . Problem kosztów importu
rosyjskiego surowca dostrzeżony został także przez polski rząd. W lutym
2012 r. Mikołaj Budzanowski, Minister Skarbu Państwa Wyraził następującą
opinię: «Ta cena, która dzisiaj jest uzyskiwana przez polską stronę w ramach
tego największego kontraktu jest absolutnie nie do zaakceptowania. Bo to
nie jest cena rynkowa. Stąd absolutnie uzasadnione domaganie się obniżenia
52
ceny gazu w ramach głównego kontraktu w procedurze arbitrażowej. To
jedno z najważniejszych zadań w tym momencie (...) przed polską spółką
gazowniczą PGNiG» 9 . W kwietniu 2011 r. PGNiG formalnie podjęło
negocjacje dotyczące zmiany ceny kupowanego od Gazpromu gazu, a w
listopadzie rozpoczęło procedurę arbitrażu w sporze z rosyjskim dostawcą.
Wielkość polskiego rynku gazu ziemnego, biorąc pod uwagę potencjał
demograficzny i gospodarczy Polski, jest dość skromny. Od 1990 r.
konsumpcja gazu ziemnego z poziomu 11,4 mld m³ (w tym 0,9 mld m³ gazu
koksowniczego) urosła do poziomu 14,38 mld m³ w 2011 r., czyli po 21 latach
rynek urósł o ok. 26,2%. Porównując charakter rynku polskiego do rynków
gazu wybranych państw zachodnioeuropejskich wskazać można kilka
wyróżniających go względem nich cech: niewielką konsumpcję per capita,
niski udział gazu w bilansie pierwotnych nośników energii oraz wysoki
poziom koncentracji branży gazowej (monopolem jednego sprzedawcy
w hurtowym segmencie rynku i niemal pełnym monopolem na rynku
detalicznym) 10 . Poniższa tabela przedstawia porównanie kilku parametrów
rynku polskiego i holenderskiego.
Wybrane parametry rynku gazu w Holandii i Polsce
Państwo
Liczba
ludności w
mln
Holandia
16,85
Polska
38,5
Konsumpcja
gazu w mld m³
Konsumpcja
per capita
w m³
Udział gazu
w konsumpcji
energii
pierwotnej
11 500 km
54,8
3252
47 %
9853 km
14,4
374
13 %
Pojemność
magazynów
gazu mld m³
Długość
sieci
przesyłowej
41,5
5,258
312,6
1,828
Powierzchnia
w tyś km²
Tabela 1
Ź r ó d ł o: Opracowanie własne na podstawie danych URE i Energy Delta Institute
Jednym z czynników hamujących rozwój polskiego rynku gazu jest brak
konkurencji, a w konsekwencji cen kształtowanych na podstawie relacji
między popytem a podarzą. Proces zmian w tym zakresie ma swój początek w
latach 90. i związany był m.in. dostosowywaniem polskiego ustawodawstwa
do prawa UE. Jednym z pierwszych działań było utworzenie w 1997 r.
Urzędu Regulacji Energetyki. Następnie dokonano zgodnie z wymogami
unijnymi wyodrębnienia przesyłu gazu ziemnego i powołano niezależnego
operatora sytemu przesyłu gazu. W kolejnych latach, już po przystąpieniu do
UE, oddzielono obrót gazem od jego dystrybucji wyodrębniając ze struktur
PGNiG osobne spółki oraz wdrożono zasadę dostępu stron trzecich do sieci
przesyłu gazu. Aktualnie trwają prace nad programem uwolnienia cen gazu.
Projekty w tym zakresie przygotowało już PGNiG, a także Urząd Regulacji
Energetyki.
53
2. Zachodnioeuropejski model rynku gazu — liberalizacja
i dywersyfikacja
Celem unijnych regulacji jest uwolnienie rynków narodowych oraz ich
integracja. Jednak europejskim prekursorem uwalniania rynku gazu ziemnego
jest Wielka Brytania. Zliberalizowanie brytyjskiego rynku gazu związane
było z realizacją przez konserwatywny rząd premier Margaret Thatcher
polityki deregulacyjnej obejmującej wiele segmentów gospodarki narodowej.
W ramach tej polityki doprowadzono m.in. do przekształcenia państwowych
przedsiębiorstw użyteczności publicznej w podmioty gospodarcze
zorientowane na konkurencję handlową, a następnie je sprywatyzowano.
Działania te dotyczyły także sektora gazu ziemnego, w którym dominującą
pozycję posiadała państwowa firma Britisch Gas. Przedsiębiorstwo to zostało
sprywatyzowane w 1986 r. Udziały w koncernie zostały sprzedane w ramach
oferty publicznej przy zachowaniu kontrolnego pakietu akcji przez rząd. Po
przekształceniach własnościowych Brittisch Gas utrzymywał nadal kontrolę
nad rynkiem gazu. Sytuację tę zmieniło dopiero wprowadzenie w 1989 roku
pakietu ustaw umożliwiających przystąpienie do kolejnego etapu zmian czyli
do demonopolizacji rynku. Przede wszystkim umożliwiono korzystanie przez
inne podmioty z należących do Britisch Gas sieci przesyłowej i powierzchni
magazynowej przy jednoczesnym wprowadzaniu zasady 90/10, według
której wspomniany koncern mógł zakupić do 90% gazu z nowo odkrytych
złóż 11 . W kolejnych latach umożliwiono dostęp do sieci przesyłowej i
magazynów nowych podmiotów oraz możliwość zmiany dostawcy przez
klienta. Natomiast w 1997 r. z BG wydzielono niezależne spółki zajmujące
się m.in. transportem i magazynowaniem oraz wydobyciem Od początku
proces liberalizacji nadzorowany był przez utworzony w 1986 r. urząd
regulacji rynku Ofgas.
W konsekwencji zrealizowanej polityki Wielka Brytania uznawana jest
obecnie za najbardziej otwarty i zliberalizowany rynek gazu w Europie. Działa
na nim ponad 50 dostawców konkurujących o 19,5 mln odbiorców końcowych.
Wielka Brytania jest także liczącym się producentem gazu ziemnego oraz jego
czołowym konsumentem w Europie. W 2010 r. konsumpcja gazu osiągnęła
poziom 97,99 mld m³, którą pokryto wydobyciem krajowym w wysokości
o 59,7 mld m³ oraz importem w wysokości 53,04 mld m³. Bezpieczeństwo
zaopatrzenia w gaz opiera się na zdywersyfikowanym systemie dostaw.
W jego ramach działa m.in. 5 terminali odbierających gaz skroplony: w
South Hook i dwa terminale w Milford Haven na wybrzeżu południowozachodniej Walii, Canvey LNG w hrabstwie Essex oraz w Middlesbrough
na wybrzeżu Morza Północnego 12 . Wielka Brytania zintegrowana jest z
rynkami europejskimi także dzięki interkonektorom łączącym wyspy z
Belgią, Holandią, Irlandią i Norwegią. Natomiast z Irlandią Północną łączy
Brytanię m.in. 135 kilometrowy rurociąg, którym dostarczany jest gaz do
elektrowni z blokiem gazowo-parowym w Ballylumford.
54
Pełną integracją z systemami transportowymi sąsiadów charakteryzuje się
także Belgia. Państwo to w przeciwieństwie do Wielkiej Brytanii nie posiada
własnych zasobów gazu ziemnego, importując w 2010 roku 20,82 mld m³
surowca. Import na belgijski rynek realizowany są z kilku kierunków i od wielu
dostawców z Europy Zachodniej, Rosji, Afryki Północnej, Azji i Karaibów,
zarówno przy wykorzystaniu transportu przesyłowego i morskiego. Belgię
uznać więc można za modelowy przykład pełnej dywersyfikacji zaopatrzenia
rynku w gaz ziemny.
Tabela 2
Dostawcy gazu ziemnego do Belgii
Dostawcy
2006
2007
2008
2009
2010
Udział proc.
Niemcy
Holandia
Norwegia
Wielka
Brytania
Algieria
—
6405
5410
—
6917
5800
—
6835
6522
168
6139
6310
395
5395
6314
1,89 %
25,90 %
30,31 %
566
927
—
—
—
5,13 %
2989
387
—
—
—
—
—
—
84
88
172
0,83 %
76
161
427
710
—
—
2205
794
—
—
2775
852
—
86
6055
492
—
166
5898
458
—
0,80 %
28,32 %
2,20 %
155
77
79
158
—
—
719
17 618
357
17 464
469
18 175
872
21 098
960
20 826
4,61 %
100 %
Gwinea
Równikowa
Malezja
Nigeria
Katar
Rosja
Trynidad i
Tobago
Pozostali
Razem
Ź r ó d ł o: <www.energydelta.org>.
Z państwami ościennymi belgijski system przesyłu gazu (liczący 4100 km
długości) łączy 18 interkonektorów, natomiast gaz skroplony drogą morską
dociera do terminala w Zeebrugge 13 . W tej miejscowości zlokalizowany
jest także powstały w 2000 r. hub gazowy łączący belgijski terminal LNG,
infrastrukturę transportową Wielkiej Brytanii, rurociągi prowadzące z
norweskich złóż na Morzu Północnym, oraz rurociągi z Niemiec, Francji i
Holandii.
3. «Rewolucja» na światowych rynkach gazu ziemnego
Dynamicznie zachodzące procesy zachodzące w ostatnich kilku latach
na rynkach gazu ziemnego określane są coraz częściej mianem «rewolucji».
Jej źródłem jest rozwój eksploatacji gazu ze złóż niekonwencjonalnych, w
tym ze skał łupkowych w Stanach Zjednoczonych oraz w Kanadzie. Dzięki
55
Rys. 1. System transportu gazu ziemnego w Belgii
Ź r ó d ł o: <www.fluxys.com>.
zagospodarowaniu tych złóż USA stały się największym producentem gazu
ziemnego i uzyskały samowystarczalność w tym zakresie. Zwieszająca się
podaż spowodowała znaczący spadek cen gazu na rynku amerykańskim i
podnosząc jednocześnie atrakcyjność tego paliwa. Przede wszystkim spadły
koszty produkcji energii elektrycznej co przełożyło się na poprawę sytuacji
wielu amerykańskich przedsiębiorstw przemysłowych oraz gospodarstw
domowych 14 . W 2008 r. 1000 m³ gazu ziemnego na rynku amerykańskim
warte było średnio 320 USD, w roku następnym jego cena obniżyła się do
ok. 150 USD. Natomiast w kwietniu 2012 r. cena gazu ziemnego na giełdzie
w Nowym Jorku spadła poniżej 70 USD za 1000 m³ 15 .
Spadek cen na amerykańskim — największym na świecie rynku gazu,
wywołuje ruch cen w duł także na innych regionalnych rynkach. Towarzyszy
temu jeszcze jedno zjawisko — zanikanie związku zachodzącego
pomiędzy ceną ropy naftowej a wysokością ceny gazu ziemnego. Procesy
te uwidoczniły się w 2008 r., kiedy ograniczenie zapotrzebowania na gaz
związane z początkiem kryzysu gospodarczego, wywołało spadek cen
na europejskich giełdach gazu ziemnego. Zmiany te nie objęły natomiast
56
surowca dostarczanego w ramach kontraktów długoterminowych transportem
przesyłowym 16 . Presję na obniżenie ceny odczuwa przede wszystkim Rosja,
która broni modelu handlu opartego na kontraktach długoterminowych z
ceną indeksowaną do ceny ropy naftowej i produktów ropopochodnych.
W ocenie wiceprezesa Gazpromu Aleksandra Miedwiedewa pozycję Rosji
na światowych rynkach gazu pogarsza «(…) rewolucja w wydobyciu gazu
ze złóż niekonwencjonalnych w USA. Jeśli kilka lat temu żadna ze znanych
nam instytucji nie prognozowała szybkiego wydobycia surowca w USA, to
dzisiaj praktycznie wszystkie kompanie mówią o perspektywach wydobycia
gazu łupkowego, które mogą radykalnie zmienić cały światowy rynek
gazowy» 17 . Obawy Rosjan związane są m.in. z postępem technicznym
w zakresie eksploatacji złóż gazu z łupków, który przyczynia się do
zwiększenia wydajności i obniżenia kosztów. Wykorzystanie doświadczeń
amerykańskich w krajach europejskich posiadających takie zasoby
doprowadzi do zmniejszenia przewag konkurencyjnych rosyjskich złóż
konwencjonalnych przy jednoczesnym zachowaniu wysokich kosztów
transportu przesyłowego 18 .
Pojawienie się w przyszłości gazu z polskich złóż łupkowych powinno
wywołać pozytywne zmiany także na rynku polskim. Odpowiednio duża
własna produkcja umożliwi powstanie realnej konkurencji pomiędzy
niezależnymi dostawcami bazującymi na swoim własnym wydobyciu.
Dzięki konkurencji zaistnieją warunki do rozwoju rynku, zróżnicowania i
dekoncentracji sektora gazowego oraz rozwoju infrastruktury rynkowej
obsługującej wolny handel gazem. Wywołany dzięki temu ewentualny
spadek cen gazu przyczynić się powinien do poprawy konkurencyjności całej
polskiej gospodarki.
Rys. 2. Dynamika cen gazu ziemnego na świecie w latach 1985—2009
Ź r ó d ł o: <www.chathamhouse.org.uk>.
57
Zwiększaniu produkcji gazu ze złóż niekonwencjonalnych towarzyszy
dynamiczny rozwój technologii skraplania gazu oraz jego transportu drogą
morską. Sprzedaż gazu w formie skroplonej, dzięki mobilności transportu
morskiego, daje nieograniczone możliwości rozwoju handlu na całym
świecie. Rozbudowa infrastruktury portowej, służącej zarówno do wysyłania
jak i odbioru LNG, w różnych rejonach świata może stopniowo doprowadzić
do przekształcenia regionalnych rynków gazu ziemnego w rynek globalny 19 .
Sprzyjać temu procesowi będzie także uruchomienie na szeroką skalę przez
USA eksportu gazu ziemnego drogą morską. Według Międzynarodowej
Agencji Energii światowy rynek LNG powiększył się w okresie 2002—
2007 o ok. 50 %., a tendencja wzrostowa utrzymywać się będzie także
w kolejnych latach 20 . Amerykańskie prognozy przewidują natomiast, że
pomiędzy rokiem 2010 a 2040 udział gazu skroplonego w globalnej podaży
gazu wzrośnie z 340 mld m³ do 1130 mld m³ 21 .
4. Bezpieczeństwo rynku
Docelowy model polskiego rynku gazu powinien charakteryzować
się przede wszystkim bezpieczeństwem jego wszystkich uczestników.
Bezpieczeństwo należy w tym przypadku rozumieć przede wszystkim
jako pewność fizycznego dostępu do towaru na rynku. Ważne jest
także wprowadzenie przejrzystego i stabilnego sytemu prawnego
eliminującego praktyki monopolistyczne i dyskryminacyjne na rynku oraz
precyzyjnego przydziału kompetencji organom administracji państwowej
w zakresie polityki paliwowo-energetycznej. Gwarantem tak rozumianego
bezpieczeństwa powinno być państwo. To ono powinno wziąć bezpośrednio
na siebie obowiązek utrzymywania strategicznych rezerw paliw płynnych
i gazowych. Dotychczasowy model, w którym obowiązek ten scedowany
jest m.in. na dostawców gazu, którzy rozliczani są z niego przez Agencję
Rezerw Materiałowych, jest skomplikowany i kosztowny. Jego zawiłość
stwarza także ryzyko nadużyć czy zwyczajnych pomyłek. Świadczy o tym
m.in. sprawa kary wymierzonej przez Agencję Rezerw Materiałowych
spółce J&S Energy zajmującej się pośrednictwem w handlu ropą naftową.
Kara nałożona w październiku 2007 r. w wysokości 462 milionów złotych
została dwa miesiące później cofnięta przez wicepremiera i ministra
gospodarki Waldemara Pawlaka. ARM ponownie nałożyła karę w tej samej
wysokości na spółkę w 2009 r. Tym razem minister gospodarki zmniejszył
ją o 10 milionów złotych i spółka zapłaciła 452 miliony złotych. Po wyroku
sądu administracyjnego uchylającego karę, pieniądze zostały J&S Energy
zwrócone 22 . Dodatkowo sąd przyznał spółce odsetki od zwróconej kwoty w
wysokości 80 mln złotych 23 .
Należy więc wzorować się na sprawdzonych w praktyce rozwiązaniach
jakim jest np. amerykańska rezerwa ropy naftowej Strategic Petroleum
Reserve. Utrzymanie strategicznych zapasów powinno zostać powierzone
58
wyspecjalizowanej agencji rządowej — Państwowej Rezerwie Gazu i Ropy.
PRGiR posiadałby własne magazyny, w których utrzymywałaby wyznaczone
rozporządzeniem odpowiednie dla utrzymania bezpieczeństwa ilości gazu.
Do tego celu można by wykorzystać m.in. odpowiednio zabezpieczone i
połączone z siecią przesyłową złoża gazu ziemnego. W miejsce zniesionego
obowiązku utrzymywania zapasów przez podmioty gospodarcze powinno
się natomiast wprowadzić stosowną opłatę, z której PRGiR otrzymywałaby
środki na prowadzenie swojej działalności.
Za całokształt polityki paliwowo-energetycznej powinno natomiast
odpowiadać Ministerstwo Energii. Podstawowym zadaniem resortu będzie
kreowanie (opracowywanie strategii) i wdrażanie polityki energetycznej
państwa obejmującej oczywiście problematykę związaną z gazem ziemnym.
W kompetencjach resortu powinien znaleźć się m.in.:
— nadzór nad prawidłowym funkcjonowaniem krajowego systemu
przesyłu energii, ropy i gazu,
— przygotowanie planu działań (następnie ich nadzór i koordynacja) na
rzecz rozwoju i infrastruktury transportowej i magazynowej gazu ziemnego
(w tym współdziałanie z władzami samorządowymi w zakresie planowania
inwestycji),
— gospodarka krajowymi zasobami surowców energetycznych
— uzgadniania projektów aktów prawnych dotyczących sektora i
rynku paliwowo-energetycznego, formułowanie i realizowanie współpracy
paliwowo-energetycznej z zagranicą,
— reprezentacja w Międzynarodowej Agencji Energii oraz współpraca z
odpowiednimi organami Unii Europejskiej,
— nadzór właścicielski nad spółkami paliwowo-energetycznymi
należącymi do państwa.
Ministrowi Energetyki i Paliw podlegać powinna wspomniana wyżej
Państwowa Rezerwa Gazu i Ropy. Utworzenie Ministerstwa Energetyki
pozwoli na efektywniejszą i spójniejszą realizację polityki energetycznej
poprzez skupienie sił i środków oraz odpowiedzialności w jednym,
wyspecjalizowanym resorcie.
5. Infrastruktura transportowa i rynkowa — klucz do pozytywnej zmiany
Niezbędnym elementem umożliwiającym zmianę dotychczasowego
modelu rynku gazu ziemnego powinna być także odpowiednia infrastruktura
transportowa umożliwiająca zakup i fizyczną dostawę gazu od różnych,
niezależnych od siebie dostawców. Dotychczasowy system transportu gazu
ziemnego zbudowany został natomiast wokół jednego kierunku dostaw
ze wschodu na zachód. Ta logika transportu obowiązuje na terenie całej
Europy Środkowo-Wschodniej. Pomiędzy znajdującymi się tu państwami
nie istnieją łączniki międzysystemowe o odpowiedniej przepustowości,
które umożliwiałyby przepływ znaczących ilości gazu. W konsekwencji tych
59
niedostatków infrastrukturalnych nie zawiązała się poważniejsza wymiana
handlowa w zakresie dostaw gazu ziemnego na kierunku północ-południe.
Mechanizmy rynkowe nie działają nie tylko na rynku polskim, ale w całej
Europie Środkowej i Wschodniej.
Obecny stan rzeczy w zakresie transportu i handlu gazem można
zmienić wykorzystując przede wszystkim podstawowy atut Polski jakim
jest szeroki dostęp do Morza Bałtyckiego. W wymiarze wewnętrznym
wspomniany już wcześniej terminal LNG w zintegrować z krajowym
systemem przesyłowym. Temu celowi służyć ma plan inwestycyjny GAZSYTEMU zmierzający do położenia 960 km rurociągów. Rozbudowa
systemu przesyłowego umożliwić powinna m.in. bezpośrednie skorzystanie
z usług terminala dużym, przemysłowym odbiorcą gazu ziemnego w Polsce.
Zdaniem Aadama Matkowskiego region północno-zachodniego wybrzeża
Polski nabiera obecnie, ze względu na lokalizowaną tu infrastrukturę,
szczególnego znaczenia dla rozwoju rynku gazu. Powstają w tym miejscu
dogodne warunki do lokalizacji pierwszego HUB-a gazowego (np. przy
terminalu LNG). «Byłby to milowy krok w kierunku liberalizacji rynku gazu
w Polsce i dla zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Istotnym
krokiem do lokalizacji HUB-a w tym rejonie byłaby budowa PMG czy to w
kawernach solnych czy też strukturach porowatych» 24 . Biorąc pod uwagę
możliwość pojawienia się w przyszłości nadwyżek gazu pochodzących z
krajowego wydobycia należy także poważnie rozważyć budowę drugiego
gazoportu w rejonie Gdańska, który umożliwiałby jego eksport.
Rys 3. Przyszła infrastruktura transportowo-magazynowa
gazu ziemnego na Pomorzu
Ź r ó d ł o: Matkowski, A. Rozwój infrastruktury gazowniczej czynnikiem bezpieczeństwa
energetycznego i liberalizacji rynku gazu: prezentacja na konferencji GAZTERM 2012,
Międzyzdroje, maj 2012 r.
60
W wymiarze międzynarodowym polską infrastrukturę portową i przesyłową
należy w pełni połączyć z systemami państw ościennych poprzez budowę
na granicach kolejnych interkonektorów. Ważne jest przy tym zachowanie
odpowiedniej kolejności działań i wyznaczenie priorytetowego kierunku.
Przykład ogromnego zainteresowania krajowych odbiorców gazu możliwościami
transportowymi rozbudowanego interkonektora w Lassowie wskazuje istnienie
potrzeby nowych, konkurencyjnych źródeł pozyskiwania surowca. Biorąc jednak
pod uwagę w jakich warunkach międzynarodowych działa obecnie polski sektor
gazowy (regionalny monopol Gazpromu i związanych z nim pośredników),
szybka budowa kolejnych interkonektorów, przed uruchomieniem gazoportu, nie
byłaby posunięciem właściwym. Doprowadziłaby bowiem do rychłego upadku
krajowego dostawcy — PGNiG, przy jednoczesnym wzmocnieniu pozycji
regionalnego monopolisty — Gazpromu.
Uwagę w pierwszej kolejności skoncentrować należy na kierunku
południowym, na którym powinien postać szlak transportu gazu integrujący
region adriatycko-bałtycki. W ten scenariusz wpisuje się realizowana przez
GAZO-PROJEKT koncepcja korytarza transportu gazu Północ-Południe,
mająca doprowadzić do połączenia polskiego gazoportu z terminalem LNG
na chorwackiej wyspie Kyrk.
Podsumowanie — Polska centrum transportu i handlu gazem w
Środkowej Europie
Zmiany na polskim rynku gazu powinny prowadzić do zwiększenia
jego bezpieczeństwa oraz jego rzeczywistego uwolnienia. Do tego celu
prowadzić powinna nie tylko sama implementacja prawa unijnego, ale
konkretne przedsięwzięcia infrastrukturalne umożliwiające rozwój polskiego
rynku gazu. Sprawę tę należy także widzieć w szerszym, międzynarodowym
kontekście. Modelowanie polskiego rynku gazu służyć powinno bowiem
wzmocnieniu gospodarczej pozycji Polski w Europie. Celem wprowadzanych
zmian powinno być także uczynienie z Polski regionalnego centrum
transportu i handlu gazem regionie Międzymorza adriatycko-bałtyckiego, a
w dalszej perspektywie czarnomorskiego. Polska, dzięki złożom łupkowym,
powinna w przyszłości osiągnąć status liczącego się producenta gazu,
który stworzy alternatywną wobec Rosji ofertę dla konsumentów tego
surowca we wspomnianym regionie. Dzięki temu podwyższone zostanie
przede wszystkim bezpieczeństwo handlu gazem. Jeśli spełnione zostaną
powyższe warunki Polska ma szansę stać się atrakcyjnym gospodarczo, a w
konsekwencji politycznie partnerem dla państw Międzymorza.
1
Więcej na ten temat w: Instytut Jagielloński, Gazowa «rewolucja przemysłowa», LNG i
powstanie globalnego rynku gazu ziemnego. — Kraków, 2011. — <www.jagiellonski.pl>.
2
Pietrzak, R. Deloittece // Perspektywy polskiego rynku gazu, prezentacja przygotowana
na konferencję Gazterm 2012, Międzyzdroje. — 14.05.2012.
3
Kossowski: zasada «bierz i płać» bez zmian // IAR. — 26.02.2002.
61
Dodatkowy gaz z Rosji już płynie // Polska Agencja Prasowa. — 02.06.2009. — <www.pap.pl>.
«Bezpieczeństwo energetyczne jest to stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego
i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energie w sposób technicznie
i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska». Ustawa z
dnia 10.04.1997 // Prawo Energetyczne (Dz. U. z 1997 r. Nr 153 poz. 1504 z późn. zm.).
6
PGNiG ogranicza dostawy gazu dla przemysłu. Po to by go nie zabrakło do ogrzania
mieszkań // Gazeta Prawna. — 01.02.2012. — <www.gazetaprawna.pl>.
7
Malinowski, D. Milionowe straty PGNiG z powodu braku nowej taryfy // Wirtualny
Nowy Przemysł. — 18.01.2012. — <www.wnp.pl>.
8
Ibidem.
9
Budzanowski: cena gazu od Gazpromu jest nie do zaakceptowania. — 23.02.2012. —
<www.forsal.pl>.
10
Urząd Regulacji Energetyki // Charakterystyka rynku paliw gazowych 2011. — <www.
ure.gov.pl>.
11
Osiadacz, A. J. Liberalizacja rynku gazu w Wielkiej Brytanii // «Energia XXVII»:
dodatek reklamowy do Rzeczpospolitej. — N 141 (5914). — 2001. — 19 czerwca.
12
Energy Delta Institute // Country Gas Profiles, United Kingdom. — <www.energydelta.org>.
13
<www.fluxys.com>.
14
Więcej na ten temat w: Stevens, P. A Chatham House Report // The «Shale Gas
Revolution»: Hype and Reality. —2010. — wrzesień. — <www.chathamhouse.org.uk>.
15
Gazowa rewolucja w USA // Polska Agencja Prasowa. — 26.05.2012.
16
Grudziński, Z., Szurlej, A. Węgiel, ropa, gaz ziemny — analiza cen w latach 2006—
2011 // Przegląd Górniczy. — 2011. — N 7-8. — S. 311.
17
Kobryń, W. Gaz łupkowy zagraża Gazpromowi // Nasz Dziennik. — 27.01.2010. — N 22.
18
Иванов, Н. Как развитие добычи сланцевого газа может повлиять на глобальный
энергетический рынок? // <www.gazprom.ru>.
19
Instytut Jagielloński // Gazowa … — Op. cit. — S. 5.
20
International Energy Agency. — Oil & gas markets, 2010. — S. 168.
21
Medlock, K. B., Jaffe, A. M. Hartley, P. R. .Shale Gas and U.S. National Security. — 2011.
22
Sprawa kary dla J&S od nowa // Rzeczpospolita. — 05.01.2010.
23
Rząd musi oddać J&S pół miliarda złotych // Money.pl. — 21.10.2009. — <www.money.pl>.
24
Matkowski, A. Rozwój infrastruktury gazowniczej czynnikiem bezpieczeństwa
energetycznego i liberalizacji rynku gazu: prezentacja na konferencji GAZTERM 2012,
Międzyzdroje, maj 2012 r.
4
5
62